880 MW俄制機組啟動問題分析及應(yīng)對措施研究

閆衛(wèi)東，趙 陽,宋金禮，白永會

(1.國電電力發(fā)展股份有限公司，北京 100101；2.遼寧東科電力有限公司，遼寧 沈陽 110179;3.國能(綏中)發(fā)電有限責(zé)任公司，遼寧 葫蘆島 125222)

綏中發(fā)電有限責(zé)任公司Ⅰ期2×800 MW俄制機組為單爐膛結(jié)構(gòu)、超臨界壓力參數(shù)、對沖燃燒方式、一次中間再熱直流鍋爐。因鍋爐采用技術(shù)較為落后，無論是機組運行經(jīng)濟性，還是環(huán)保指標(biāo)方面均已無法滿足行業(yè)要求。因此對機組進行了節(jié)能及增容改造，其中包括低氮燃燒器改造、鍋爐受熱面改造、汽輪機通流體改造、增加脫硝系統(tǒng)等多項技術(shù)改造。改造后機組運行經(jīng)濟性和環(huán)保指標(biāo)雖然得到極大改善，但機組啟動過程中出現(xiàn)一系列問題，影響啟動期間的安全性和穩(wěn)定性。本文旨在通過結(jié)合啟動期間運行數(shù)據(jù)及設(shè)備實際狀態(tài)，分析問題產(chǎn)生原因，并對相關(guān)應(yīng)對措施進行研究。

1 存在問題分析

結(jié)合改造后機組啟動過程中頻繁出現(xiàn)的問題，目前主要為啟動初期蒸汽量不足、汽溫偏斜、受熱面壁溫超溫、汽泵并列運行穩(wěn)定性差等問題。

1.1 啟動初期蒸汽量不足

機組啟動過程中蒸汽來源采用鄰機供汽方式，啟動蒸汽主要用于汽泵用汽和除氧器加熱。同時由于鍋爐為定壓鍋爐，汽泵耗汽量較大。采用此種供汽方式在啟動初期會導(dǎo)致鄰機供汽能力不足，無法提供足夠的蒸汽量以同時滿足鍋爐給水流量和除氧器加熱需求。為保證啟動初期蒸汽量，需要增加小機供汽量，同時必須降低除氧器供汽量，造成給水溫度只有35 ℃左右，無法達到機組運行規(guī)程要求(102～104 ℃)。

針對啟動初期蒸汽量不足問題，目前通常采取的措施為關(guān)閉熱網(wǎng)供汽門，但因用汽量較小，無法徹底解決該問題。

1.2 啟動期間汽溫偏斜

機組改造后，在啟動初期出現(xiàn)汽溫偏斜嚴(yán)重現(xiàn)象。對改造后機組多次啟動期間運行參數(shù)進行對比分析，將2016年部分參數(shù)變化曲線進行比較(見圖1—圖6)。

圖 1 4月7日啟動初期汽溫及風(fēng)量曲線

圖 2 4月7日啟動初期給煤量曲線

圖3 7月14日啟動初期汽溫及風(fēng)量曲線

圖4 7月14日啟動初期給煤量曲線

圖5 9月17日啟動初期汽溫及風(fēng)量曲線

圖6 9月17日啟動初期給煤量曲線

通過調(diào)取歷史運行曲線發(fā)現(xiàn)，汽溫在鍋爐點火初期未出現(xiàn)偏斜，整體表現(xiàn)較為平穩(wěn)。汽溫出現(xiàn)嚴(yán)重偏斜發(fā)生在前3臺磨煤機較高出力運行、第4臺磨煤機啟動前后。對比機組啟動過程中運行參數(shù)，分析造成汽溫偏斜[1-3]的主要原因有以下幾點。

a.送風(fēng)量較低。機組啟動初期風(fēng)量控制在 930～1550 t/h。在第4臺磨煤機啟動時，機組負(fù)荷達到200 MW以上，給煤量為130 t/h以上，而送風(fēng)量一般只增至1800 t/h左右，增加幅度較小。

改造后鍋爐采用分級燃燒方式，低氮燃燒器在低負(fù)荷時燃燒穩(wěn)定性較差，尤其在啟動初期，爐膛上部煤粉燃盡區(qū)域溫度較低，鍋爐轉(zhuǎn)向室煙溫僅達到450～500 ℃，且提供氧量不足，導(dǎo)致煤粉無法充分燃燒，爐內(nèi)燃燒狀態(tài)差。

同時汽溫出現(xiàn)偏差后，為保證汽溫會大幅度開啟燃盡風(fēng)層和上層二次風(fēng)門，在送風(fēng)量增幅較小的情況下造成下層燃燒器區(qū)域氧量下降，爐膛上部溫度降低，進一步影響煤粉燃燒。應(yīng)盡量保證燃燒器區(qū)域的供氧，可以通過適當(dāng)增加送風(fēng)量來緩解汽溫偏差較大的問題。

通過機組啟動運行數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，在總風(fēng)量增至2200 t/h時，汽溫偏差較大的問題會得到緩解。因此在機組啟動初期隨著給煤量增加需要逐步增加送風(fēng)量，并控制送風(fēng)量增加幅度，改善爐內(nèi)煤粉燃燒狀態(tài)，以緩解汽溫偏斜問題。

b.一次風(fēng)量較大。目前機組啟動過程中，為保證磨煤機出口溫度而增加通風(fēng)量，一次風(fēng)量達到100～110 t/h，給煤量為40 t/h，風(fēng)煤比較大，導(dǎo)致燃燒器噴口煤粉燃燒行程較長、煤粉較粗、煤粉濃度較低，煤粉在爐內(nèi)的燃燒狀態(tài)較差。此外較大的一次風(fēng)量使二次風(fēng)對爐內(nèi)火焰中心位置的影響能力減弱，通過二次風(fēng)配比調(diào)整汽溫效果降低。

因此，機組啟動初期應(yīng)控制磨煤機入口一次風(fēng)量，保持適當(dāng)?shù)娘L(fēng)煤比，維持磨煤機正常運行，控制一次風(fēng)量在85～95 t/h內(nèi)。

c.熱負(fù)荷增加速率較大。通過機組啟動運行數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，4月7日機組啟動過程中汽溫雖然仍存在較大偏差，但并未出現(xiàn)超溫現(xiàn)象，通過對比分析發(fā)現(xiàn)，是由于第4臺磨煤機啟動后燃料增加較為緩慢，鍋爐熱負(fù)荷增加速率較慢。而7月15日和9月18日機組啟動過程中，由于是溫態(tài)啟動方式，不需要低負(fù)荷暖機，燃料量增加較快，鍋爐熱負(fù)荷增加速率較快，使汽溫偏差問題較為明顯且出現(xiàn)超溫現(xiàn)象。因此可以通過控制合理的熱負(fù)荷增加速率，以緩解汽溫偏差較大的問題。

1.3 干濕態(tài)轉(zhuǎn)換時受熱面壁溫易超溫

機組啟動過程中，干濕態(tài)期間鍋爐水冷壁、過熱器、再熱器及省煤器等受熱面壁溫易出現(xiàn)超溫現(xiàn)象[4-5]。分析產(chǎn)生這一現(xiàn)象的主要原因為干濕態(tài)轉(zhuǎn)換時鍋爐熱負(fù)荷積累不足，為使機組進入干態(tài)運行方式需要大幅度增加熱負(fù)荷，使鍋爐四管等受熱面吸熱過多，而啟動旁路流量有限，從而導(dǎo)致部分受熱面出現(xiàn)超溫現(xiàn)象。干濕態(tài)轉(zhuǎn)換是鍋爐熱負(fù)荷在緩慢積累，對應(yīng)蒸汽流量緩慢增加，內(nèi)置式閘閥B3前壓力達到規(guī)定值，使鍋爐蒸發(fā)量大于啟動旁路通流能力而轉(zhuǎn)向干態(tài)運行工況的一項操作。干濕態(tài)轉(zhuǎn)換需要一個較為緩慢的鍋爐蓄熱過程，且具備充足的蒸汽流量。蒸汽流量應(yīng)既能滿足B3閥前壓力的積累，又能保證蒸汽具備一定流速冷卻受熱面。受熱面超溫現(xiàn)象往往出現(xiàn)在機組并網(wǎng)后燃料量迅速增加、鍋爐短時間內(nèi)大量吸熱、汽輪機側(cè)為提高機前壓力關(guān)閉汽輪機調(diào)門的情況下。因此，在受熱面吸熱量大幅上升、汽輪機調(diào)門關(guān)閉蒸汽流速受限2方面的影響下，最終導(dǎo)致壁溫超溫現(xiàn)象。

因此，為避免出現(xiàn)干濕態(tài)轉(zhuǎn)換期間鍋爐受熱面壁溫超溫現(xiàn)象，應(yīng)在機組并網(wǎng)后控制燃料量增加速率，均勻、緩慢增加燃料量，保證鍋爐熱負(fù)荷均勻增加，使各級受熱面受熱均勻，防止出現(xiàn)汽溫快速增加，從而盡可能避免壁溫超溫。

此外，干濕態(tài)轉(zhuǎn)換期間鍋爐蓄熱較啟動前期會有較大幅度增加，應(yīng)根據(jù)實際情況進行合理配風(fēng)控制，同時適時投入過熱器和再熱器減溫水以配合蒸汽參數(shù)調(diào)整。

1.4 汽泵并列運行穩(wěn)定性差

汽泵并列運行時危險性較高、運行穩(wěn)定性差，極易造成給水流量低，從而造成鍋爐MFT 跳閘的嚴(yán)重后果。

汽泵并列運行一般出現(xiàn)在鍋爐干濕態(tài)轉(zhuǎn)換后，給水流量不高，一般在1200 t/h左右，備用汽泵并列運行前首先需要提升壓力與運行汽泵一致， 在關(guān)閉再循環(huán)門時鍋爐給水流量將向上大幅波動，B3閥前壓力升高，給水調(diào)門前后壓差迅速增大，引起汽泵轉(zhuǎn)速迅速下降，此時若不進行手動干預(yù)就會導(dǎo)致原運行汽泵出口流量降低，再循環(huán)門開啟，汽泵退出運行。汽泵并列運行時給水系統(tǒng)重要參數(shù)曲線見圖7。

圖7 汽泵并列運行時給水系統(tǒng)重要參數(shù)曲線

分析產(chǎn)生這一現(xiàn)象的主要原因是由于單臺汽泵出力有限，在并列第2臺汽泵前出力已達上限，為保證給水流量增加，給水調(diào)門開度會逐漸增大甚至全開。在第2臺汽泵并列后給水調(diào)門開度會造成給水流量增加過多，為滿足給水流量要求，給水調(diào)門將快速關(guān)閉，造成2臺小機出力迅速下降。若不及時調(diào)整，會出現(xiàn)給水調(diào)門因壓差高解除自動或某1臺小機因調(diào)整不及時而退出運行的現(xiàn)象。為避免上述現(xiàn)象，一方面需要控制給水調(diào)門變化速率，另一方面要保證小機出力平衡。

2 應(yīng)對措施

a.機組啟動初期將Ⅰ、Ⅱ期輔汽聯(lián)絡(luò)門關(guān)閉，盡量開大Ⅰ期鄰機供汽閥門，將輔汽母管壓力維持在1.1 MPa以上，滿足小機用汽需要的同時最大程度向除氧器供汽，用以提高供水溫度。

b.機組啟動初期并網(wǎng)后控制給煤量緩慢增加，同時逐漸增加送風(fēng)量。機組由并網(wǎng)至機組啟動結(jié)束、負(fù)荷升至450 MW時，給煤量由90 t/h增至210 t/h，送風(fēng)量應(yīng)跟隨給煤量由 1800 t/h增至2200 t/h，保持每增加10 t/h給煤量，送風(fēng)量增加30 t/h左右，同時確保主、再熱汽溫按啟動曲線平穩(wěn)上升。機組啟動期間磨煤機一次風(fēng)量宜控制在85～95 t/h,若磨煤機出口溫度不能滿足要求，可適當(dāng)升至100 t/h，盡量不要超過限值，尤其是在機組并網(wǎng)前。

c.磨煤機啟動時，尤其是第4臺磨煤機，應(yīng)合理控制給煤量增加速率，保證整個爐膛熱負(fù)荷均勻增加，且不會出現(xiàn)較大偏差。調(diào)整期間應(yīng)保持給煤量均勻增加，機組并網(wǎng)后按每10 min增加5～7 t/h的速率進行給煤量調(diào)節(jié)，控制鍋爐熱負(fù)荷均勻增加，同時控制給水流量由800 t/h緩慢增至1150 t/h，從而保證鍋爐蒸發(fā)量和汽溫平穩(wěn)增加。啟動減溫水開度均大于65%時，應(yīng)投入主蒸汽減溫水和再熱蒸汽事故減溫水，用以輔助啟動減溫水進行汽溫調(diào)節(jié)。

d.汽泵并列運行時，應(yīng)解除運行汽泵自動控制，給水流量調(diào)整至1200 t/h左右，給水調(diào)門前后壓差、B3閥前壓力、給水流量等參數(shù)控制采取寧高勿低的原則。同時注意給水調(diào)門壓差不得高于3.8 MPa，備用汽泵關(guān)閉再循環(huán)門采用少量多次的調(diào)節(jié)方式，關(guān)閉再循環(huán)門期間應(yīng)適當(dāng)降低2臺汽泵出力，以便控制給水調(diào)門前后壓差在可控范圍內(nèi)。給水流量過高時優(yōu)先降低并列運行汽泵出力。并列運行完成后手動將2臺汽泵出力平衡調(diào)整，最后再投入小機自動控制。

3 結(jié)語

針對改造后機組啟動過程中頻繁出現(xiàn)的啟動初期蒸汽量不足、汽溫偏斜、受熱面壁溫超溫、汽泵并列運行穩(wěn)定性差等問題，結(jié)合實際運行參數(shù)和設(shè)備狀態(tài)，分析了問題原因并提出應(yīng)對措施。經(jīng)調(diào)整，機組啟動初期的參數(shù)異常問題得到緩解，給水溫度能夠穩(wěn)定在60～65 ℃，較調(diào)整前提高了近40 ℃，極大縮短了機組啟動時間；汽溫偏斜問題得到改善；鍋爐水冷壁、過熱器、再熱器及省煤器壁溫未出現(xiàn)大幅度超溫現(xiàn)象；主、再熱蒸汽溫度能夠控制在合理范圍內(nèi)；汽泵并列運行穩(wěn)定性提高，給水流量未出現(xiàn)大幅波動。通過采取有效應(yīng)對措施，提高了改造后機組啟動期間運行的安全性和穩(wěn)定性，同時也為其他機組改造后解決類似問題提供借鑒。